Геологические предпосылки формирования газовых месторождений в пределах платформенной части запада Средней Азии
Территория исследования расположена в пределах Тураиской плиты эпипалеозойской платформы юга России и из крупных тектонических элементов включает в себя Центрально-Каракумский и Карабогазский своды, Амударьинскую синеклизу и южный склон платформы (рис. 1).
Большая часть территории принадлежит Амударьинской синеклизе, северо-восточная часть которой включает в себя Бухарскую, Чарджоускую и Багаджинскую ступени, отделенные друг от друга прогибами и региональными разломами. От северной Бухарской ступени к южной, Багаджинской, происходит ступенчатое погружение палеозойского фундамента от 2000 до 6000 м. В юго-восточной части территории расположена Мургабская впадина, осевая часть которой является наиболее погруженной в Амударьинской синеклизе, глубина залегания фундамента в ней достигает 10 км.
Центрально-Каракумский свод морфологически довольно четко выражен во всех слоях земной коры - от поверхности Мохоровичича до неоген-четвертичного комплекса. Мощность платформенного чехла в пределах свода составляет 1,5-3 км. Южный склон свода переходит в так называемую Бахардокскую моноклиналь, которая в свою очередь сопряжена с Предкопетдагским краевым прогибом, вытянутым вдоль подножий Копетдага почти на 700 км и имеющим мощность покровных отложений в своей осевой части не менее 12 км.
Карабогазский свод отличается более приподнятым залеганием поверхности фундамента по сравнению с Центрально-Каракумским, и в районе Карабогазской косы он вскрыт на глубине 1000—1100 м.
В геологическом строении рассматриваемой территории принимает участие комплекс покровных отложений от нижне-среднеюрских до неоген-четвертичных включительно, залегающий на сильно дислоцированных породах палеозойского фундамента и пермотриасовых образованиях переходного комплекса.
Переходный комплекс сложен пестроцветной вулканогенно-осадочной толщей. Максимально вскрытая мощность комплекса — 1000 м (Ачак). Нижне-среднеюрские отложения имеют широкое распространение и сложены преимущественно континентальными терригенными породами со спорадическими включениями углистого материала и растительных остатков. Максимальная мощность отложений 1100 м.
Верхнеюрские отложения представлены различными литолого-фациальными комплексами пород. Нижняя часть келловей-оксфорда — морскими песчано-глинистыми породами, верхняя - морскими карбонатными образованиями. Залегающие выше кимеридж-титонские отложения на большей части территории бассейна представлены сульфатно-галогенной толщей, известной под названием гаурдагской свиты, максимальная мощность которой достигает 1000 м. Меловые отложения представлены терригеннокарбонатными породами. Наиболее распространенными являются песчано-алевролито-глинистые разности. Мощность их колеблется от первых десятков до 2500 м.
Палеогеновая толща сложена глинами, известняками, ангидритами и мергелями. Мощность толщи варьирует от 0 до 850 м. Неоген-четвертичные отложения характеризуются переслаиванием песчаников, глин и алевролитов. Их мощность меняется от 0 до 1700 м.
В пределах платформенной части запада Средней Азии известны преимущественно газовые и газоконденсатные месторождения, в отдельных случаях с нефтяными оторочками и с непромышленными залежами нефти. Газонефтяные месторождения известны лишь на северо-востоке территории и расположены на Бухарской и Чарджоуской тектонических ступенях.
Количество всех месторождений достигает здесь 75, Среди открытых газовых месторождений известны уникальные по запасам (Шатлык), крупные (Газли, Багаджа, Наип, Саман-Тепе, Ачак), средние (Кирпичли, Беурдешик, Карабиль и др.) и мелкие (Зеагли-Дарвазинская группа и др.). Диапазон газоносности месторождений достаточно широк и включает в себя отложения от бухарского яруса палеогена (Карабиль) до коры выветривания фундамента (Гугуртли). Однако основные запасы газа приурочены к терригенным отложениям апта и неокома и карбонатным верхнеюрским отложениям.
Следует отметить, что территория исследования становится одним из ведущих районов в газодобывающей промышленности страны. В 1973 г. здесь было добыто и транспортировано по магистральным газопроводам в районы центра 60 млрд. м3 газа, а в ближайшие годы, после введения в промышленную эксплуатацию Шатлыкского месторождения, добычу газа планируется довести до 100 млрд. м3.
Для стабилизации сырьевой базы газовой промышленности необходимы открытия новых месторождений. Изучение закономерностей размещения и условий формирования их залежей на рассматриваемой территории приобретает самое актуальное значение. Все выявленные здесь к настоящему времени зоны газонакопления приурочены к бортам различных впадин и прогибов и контролируются разнопорядковыми положительными структурными элементами (свод, валы, ступени).
Большая роль в размещении и формировании газовых месторождений исследуемой территории принадлежит соленосным отложениям, слагающим гаурдакскую свиту кимеридж-титонского возраста. Мощность солей достигает 1000 м (Мургабская впадина), а площадь распространения 180 000 км2. Толща солей имеет пластовое строение и, как правило, подстилается и перекрывается пачками ангидритов, которые вместе с солями образуют комплекс гидрохимических осадков. В.Я, Соколовым и Я.А. Пилипом были выделены и описаны два существенно различных по фациальному облику типа разрезов солей - амударьинский и мургаоский.
Главной особенностью амударьинского типа является пластичность соли и как следствие этого — ее надежность как флюидоупора. В полосе распространения указанного типа солей все залежи газа обнаружены только в подсолевых отложениях. Мургабский тип разреза солей отличается фациальной неоднородностью и частичной проницаемостью для миграции флюидов. Все известные месторождения газа Мургабского района, включая уникальное Шатлыкское, приурочены к надсолевым отложениям. Отложения гаурдакской свиты этого района характеризуются трещиноватостью и, по данным исследований Г.А. Габриэлянца, В.И. Терехова и В.М. Бузиновой, минерализация трещин посторонним, несоляным веществом свидетельствует о гидрогеологической связи соляной толщи с подстилающими отложениями. Вероятно, были периоды, когда многочисленные трещины становились "зияющими" и по ним могли проникать углеводородные флюиды из подсолевых в надсолевые отложения.
Исходя из наблюдаемых условий размещения газовых месторождений, распределения гипсометрического и стратиграфического диапазона газоносности, а также степени заполненности ловушек, можно предположить, что миграция углеводородов происходила со стороны Предкопетдагского прогиба и глубоких прогибов Амударьишской синеклизы — Балкуинского, Илимского, Карабекаульского и Северо-Карабильского (см. рис. 1).
Относительно углеводородпродуцирующих возможностей покровных отложений территории существуют различные точки зрения, большинство из которых базируется на данных по исследованию рассеянного органического вещества и его битумоидных компонентов. Так, например, по мнению А. Алланова, нефтегазогенерирующими могут быть неокомские надсолевые отложения Амударьинской синеклизы. Битуминологические исследования О.В. Барташевич карбонатных и терригенных пород морского генезиса показали, что условия для накопления органического вещества и дальнейшего битумообразования в неокомское время были благоприятными. А.Г. Бабаев, З.А. Табасаранский и ряд других исследователей также считают, что в меловых отложениях рассматриваемой территории имеются собственные нефтегазопроизводяющие свиты. Существует точка зрения, что регионально продуцирующими здесь могли быть межсолевые терригенно-карбонатные образования гаурдакской свиты.
Потенциальные возможности каждой из выделенных толщ оцениваются неодинаково. Однако предпочтение обычно отдается юрскому комплексу отложении, в то время как породы нижнего мела, по мнению большинства исследователей, обладают ограниченными возможностями в отношении генерации углеводородов.
Прежде всего следует еще раз подчеркнуть, что рассматриваемая территория является преимущественно газоносной, а наибольшее количество метана, как это было показано многими исследователями, образуется при метаморфизации угольной органики. Исходя из этих соображений, сразу же следует отдать предпочтение юрской терригенной, или угленосной, формации как наиболее вероятной газогенерирующей толще.
В осадочной толще платформенной части запада Средней Азии юрские отложения содержат наибольшее количество органического углерода и наиболее битуминозны.
Результаты определения органического (некарбонатного) углерода (Cнк) и люминесцентно-битуминологические анализы, выполненные для юрских терригенных отложений В.Н. Арнольдом, Л.И. Овчинниковой, М.В. Лубянской, свидетельствуют о содержании Cнк в этих породах в количестве от 0,03 до 4,35% (со средним значением 1,16%) и указывают на отсутствие в них гуминовых кислот и увеличение битуминозности пород по мере их литификадии. Среднее значение коэффициента вхл для аргиллитов терригенной толщи юры возрастает от 7% на буроугольной стадии катагенеза до 16% на длиннопламенной и до 24% на газовой.
Для характеристики термобарических условий недр исследуемой территории был использован метод определения отражательной способности (ОС) витринита — одного из компонентов углей и обугленного растительного детрита, который широко распространен в терригенной толще юры. При глубине определения 1100—3600 м ОС витринита изменяется здесь от 62 до 93 единиц 10Ra (от стадии буроугольной до жирной) Предположительно максимальные температуры недр в прошлом для этого диапазона составляли 65—190°С. Карта иэореспленд иллюстрирует зональность их распределения в нижней части аален-байосских отложений средней юры (см. рис. 1). В целом для рассматриваемой территории степень катагенеза пород и палеотемпературы увеличиваются с северо-запада на юго-восток и юг.
Сильнее преобразована юрская толща Дарьялык-Дауданского и Балкуинского прогибов и Беурдешикской ступени. Так, в Балкуинском прогибе катагенез пород и органического вещества достигает стадии жирных углей. Предположительно еще значительнее были прогреты породы в низах осадочной толщи Илимского прогиба, Багаджинской ступени и особенно Мургабской впадины.
Если сравнить палеотемпературы с современными (см. рис. 1), то реально предположить, что юрские отложения рассматриваемой платформы достигли оптимальных для газообразования термобарических условий на глубинах, близких к современным, и, вероятно, поныне продуцируют газ.
Последнее положение подтверждается химическим обликом юрских вод. которые представляют собой типичные рассолы с минерализацией от 150 до 300 г/л и относятся к хлоркальциевому типу (rCl - rNa/rMg = 2,5-9,9). Повышенное содержание специфических микрокомпонентов в водах свидетельствует о длительном времени их метаморфизма в условиях затруднения водообмена и застойного водного режима. Для большей части территории бассейна коэффициент метаморфизации Na/Cl равен 0,7 и соответствует зонам распространения вод высокой минерализации. Практическая бессульфатность юрских вод (rSO4/rCL = 0,006-0,0) свидетельствует о наличии восстановительной обстановки.
Состав водорастворенного газа юрских отложений преимущественно углеводородный. Периферийные участки бассейна, примыкающие к области современной инфильтрации (Туаркыр, Гиссар), а также районы Питняка и Устюрта характеризуются азотным составом водорастворенного газа (значение коэффициента СпН2n+2/N2 = 0,4-0,6).
Воды юрских отложений характеризуются наибольшими величинами газонасыщения. Максимальные фоновые значения газового фактора юрского комплекса установлены в пределах Багаджинской и Чарджоуской ступеней (Джилликумы — 1600; Кабаклы — 1100; Гадын — 1200 нсм3/л), а также в пределах южного и северного погружений Центрально-Каракумского свода (Атабай — 360; Шарлык — 1000; Курук — 1050; Нурумгур — 828,4; Жохсакыр — 920 нcм3/л. Следует отметить, что при погружении юрских отложений в направлении Предкопетдагского, Бешкентского, Балкуинского и Дарьялык-Дауданского прогибов и Мургабской впадины величина газонасыщения вод постепенно увеличивается. Соответственно этому к районам максимально глубокого погружения отложений комплекса приурочены зоны наибольших значений упругости водорастворенных газов. Так, например, высокие значения упругости установлены в пределах Дарьялык-Дауданского прогиба на площадях Нурумгур, Жохсакыр, Койкырлан, Курганчик и Октябрьская, где они составляют от 100 до 140 ат.
Еще большие значения упругости растворенных газов отмечаются в юрских отложениях южного погружения Центрально-Каракумского свода, Бахардокской моноклинали и на отдельных площадях Чарджоуской и Бухарской ступеней, где они достигают 200-300 ат при глубинах 2500-4000 м. Хотя предельное насыщение вод юрских отложений растворенным газом зафиксировано пока только в приконтурных зонах свободных скоплений углеводородов, есть все основания предполагать, что в погруженных частях Амударьинской синеклизы и в Предкопетдагском краевом прогибе значение упругости и степень насыщения юрских вод растворенным газом достигает предельных величин.
Состав растворенных газов меловых и особенно палеогеновых отложений в отличие от юрских характеризуется полным преобладанием азота. Углеводороды играют подчиненную роль, и лишь вблизи газовых залежей отмечается резкое возрастание их содержания. Как отмечают М.И. Суббота с соавторами, углекислоазотный состав растворенных газов неоком-аптского и альб-сен оманского комплексов, а также преимущественно сульфатно-натриевый и гидрокар бонатно-натриевый типы вод характеризуют геохимическую обстановку, чуждую выявленным в данных отложениях залежам.
Фоновые значения газонасыщенности водоносных комплексов меловых отложений составляют 300-350 нсм3/ч (упругость около 20 ат), а для полного насыщения при существующих термодинамических условиях необходим объем газа — 1500—1700 нсм3/л. Это наглядно свидетельствует об отсутствии в настоящее время потенциальных возможностей формирования углеводородных залежей за счет ресурсов меловой пластовой системы, где воды почти в 5 раз недонасыщены газом.
На большинстве многопластовых газовых и газоконденсатных месторождений исследуемой территории фиксируется "облегчение" конденсатов и газов от залежи к залежи снизу вверх по всему разрезу продуктивной толщи и параллельно этому уменьшение в конденсатах содержания ароматических углеводородов. Это явление известно на месторождениях Газли, Ачак, Северный Ачак, Гугуртли, Наип и др. Здесь налицо существование одного источника всех залежей — юрского, а вышеперечисленные факты объясняются фильтрационным и адсорбционнохроматографическим эффектом.
Открытие Южно-Иолотанекой газоконденсатной залежи в Мургабской впадине, приуроченной к внутрисолевым доломитам гаурдакской свиты, еще раз подтверждает существование вертикальной миграции углеводородных флюидов из подсолевых юрских отложений. Начальноё пластовое давление в упомянутой залежи сверхвысокое и близко к геостатическому, что косвенно указывает на относительную, гидродинамическую изолированность залежи.
Латеральные потоки флюидов внутри галогенных отложений к "запечатанной" Южно-Иолотанской залежи трудно себе представить, и возможность существования здесь артезианского напора исключается. То есть единственный путь потока флюидов, способствующих созданию здесь аномально высоких пластовых давлений, - это вертикальный, снизу, из подсолевых юрских отложений.
Огромная роль в формировании, разрушении и размещении газовых месторождений, распределении диапазона газоносности и создании пластовых давлений принадлежит гидродинамике напорных комплексов Каракумского артезианского бассейна. В мезозойской части разреза здесь четко выделяются юрский, неоком-аптский, альб-сеноманский и верхнетурон-сенон-палеоценовый водоносные комплексы. Главными разделяющими водоупорами служат верхнеюрский соляно-гипсовый и глинистые — верхнеаптский, нижнегуронский и эоценовый. Однако в целом ряде районов, ввиду нарушения монолитности указанных водоупоров или сокращения их мощности вплоть до полного выклинивания, наблюдается гидравлическая связь между названными водоносными комплексами.
Распределение напоров пластовых вод юрских отложений довольно сложно и. вероятно, подчинено двум гидродинамическим режимам — инфильтрационному и элизионному. Область питания горизонтов юрского водоносного комплекса намечается в пределах юго-западных отрогов Гиссарского хребта, где они обнажаются на дневной поверхности.
Участие Копетдага в балансе природных вод бассейна полностью не определено, однако первые результаты опробования скважин в предкопетдагском прогибе подтверждают гидравлическую разобщенность Кoпетдага и указанного прогиба по мезозойским отложениям. Расчеты баланса расхода подземных вод свидетельствуют о том, что основная масса инфильтрующихся в пределах Копетдага вод разгружается в многочисленных источниках "термальной зоны", а также скрыто поступает в отложения пролювиального шельфа.
В целом площадь и глубина влияния областей инфильтрации в Каракумском артезианском бассейне является резко ограниченной, и динамика вод погруженных горизонтов, в первую очередь юрских, подчинена элизионному режиму, развитому в глубоких прогибах и впадинах, в пределах которых в недалеком геологическом прошлом происходило и происходит поныне уплотнение пород и отток седиментационных вод по проницаемым горизонтам в направлении периферийных частей впадин.
К возможности транзита подземных юрских вод на большие расстояния следует относиться критически. Наличие многочисленных зон разрывных нарушений, значительная литолого-фациальная изменчивость пород юрского комплекса, большие мощности глинистых отложений очень затрудняют такое сплошное движение. В свете сказанного схемы приведенных напоров вод юрских отложений не отражают полностью все нюансы динамики вод, а лишь в какой-то мере иллюстрируют общую картину.
В целом постепенное снижение приведенных уровней юрского водонапорного комплекса происходит от юго-восточной части Бухарской ступени в сторону Зеагли-Дарвазинского выступа Центрально-Каракумского свода. Вероятнее всего, высокий гидродинамический потенциал юрского комплекса восточной части Каракумского артезианского бассейна обусловлен влиянием района новейшей тектонической активности, т.е, Бешкентского прогиба, в пределах которого уровень пластовой энергии определяется геостатическими нагрузками и тектоническим напряжением. Как известно, большинство газовых месторождений, обладающих аномально высокими начальными пластовыми давлениями (АВПД) в карбонатных подсолевых юрских отложениях, расположено в юго-восточной части Чарджоуской ступени, погружающейся в Бешкентский прогиб, и приурочено к Денгизкульскому, Култакскому и Испанлы-Чандырскому выступам.
Причем если для большинства месторождений, расположенных в пределах платформ и имеющих сверхвысокое начальное пластовое давление, характерно так называемое избыточное давление (термин Н.А. Еременко) за счет огромных высот газовых залежей (Шебелинка, Лак, Ист-Вессон и др.), то из месторождений с АВПД Каракумского артезианского бассейна лишь Саман-Тепе имеет относительно большую высоту залежи -225 м и избыточное давление в кровле. Во всех остальных месторождениях мы имеем типичный пример АВПД не только в кровле, но и в подошве залежей.
Помимо влияния районов новейшей тектоники, возникновение АВПД в восточной части Каракумского бассейна некоторые авторы склонны объяснять выделением огромных масс воды, связанных с метаморфизацией и дегидрацией глубоко погруженных пород переходного комплекса пермотриасовых образований.
Очень вероятно, что в терригенных юрских отложениях глубокопогруженных впадин будут открыты газовые месторождения с АВПД, поскольку юрские глины обладали низкои гидравлической проводимостью, выход норовой воды в процессе накопления осадков мог задерживаться, вследствие чего темп уплотнения становился медленнее и поровые воды принимали на себя часть веса вышележащих пород. В результате происходило сжатие флюидов под возрастающей геостатической нагрузкой и могли возникнуть аномально высокие пластовые давления.
Кроме Бешкентского и Предкопетдагского прогибов, зоной создания напоров юрского водонапорного комплекса является область Амударьинской синеклизы, на большей части которой отложения рассматриваемого комплекса изолированы надежным соленосным флюидоупором. По периферии распространения солеродной линзы гаурдакской свиты (см. рис. 1), а также в районах, где ее изолирующие свойства ослаблены разрывными нарушениями и значительной примесью терригенного материала, существует гидравлическое сообщение между юрским и неокомаптским водонапорными комплексами.
Такими участками являются Центрально-Каракумский свод, территория, непосредственно прилегающая к полосе выклинивания солеродных отложений гаурдакской свиты кимеридж-титона (Султан-Санджарский, Гугуртлинский, Ачакский и Наипский валы. Бухарская ступень, частично Беурдешикская ступень, Кушкинская антиклинальная зона, северный борт Дарьялык-Дауданского прогиба, Шорджа-Айбугурский выступ) и. вероятно, большая часть Мургабской впадины.
Большинство выявленных на рассматриваемой территории газовых месторождений свидетельствует об определенной приуроченности их к районам, прилегающим к зонам региональных пьезоминимумов, что связано с миграцией флюидов к участкам скрытой разгрузки подземных вод. Так, все месторождения с большим диапазоном газоносности (от юрского до верхнемелового) пространственно размещены в зонах выклинивания верхнеюрской соленосной региональной покрышки (Наин, Северный Ачак, Ачак, Гугуртли и др.).
Следует также отметить, что пьезоминимумы представляют собой совокупность очагов не всегда скрытой и распыленной, но и открытой разгрузки подземных вод. Последняя препятствует сохранению залежей углеводородов. Так, например, на Кошабулакской и Центрально-Сарыкамышской площадях, приуроченных соответственно к Питнякскому и Сарыкамышскому пьезоминимумам, представляющим собой очаги открытой разгрузки подземных вод, встречены лишь непромышленные скопления углеводородов.
Большой стратиграфический диапазон газоносности месторождений, расположенных в районах пьезоминимумов, лишний раз подтверждает мнение, что в пределах рассматриваемой территории основной газогенерирующей толщей является юрская, а залежи газа в меловых отложениях являются вторичными.
Большинство локальных поднятий платформенной части запада Средней Азии являются постседимент анионным и. Формирование Ачакского, Северо-Ачакского, Гугуртлинского, Дая-Хатынского, Кульбешкакского и Карабильского поднятий произошло в послепалеогеновое время, хотя антиклинальные перегибы незначительной высоты имели место в меловое время, но затем полностью раскрылись.
Более сложную историю развития претерпело Шатлыкское поднятие, где уже к началу накопления аптских отложений обособились два самостоятельных купола с амплитудой около 30 м. Затем в период накопления меловых и палеогеновых отложений геометрия структуры и гипсометрическое положение куполов по продуктивному неокомскому горизонту неоднократно менялись и только в преднеогеновое время складка приобрела очертания, близкие к современным (рис. 2).
Зная запасы газа в перечисленных месторождениях, объемы потенциально-продуктивных палеоловушек и учитывая закон сжатия газов (V1/V2 = P2/P1), легко подсчитать, что формирование залежей газа начало происходить в них не ранее палеогенового времени и, вероятно, происходит поныне.
